300MW燃煤機組脫硝改造技術及經濟分析

文 / 孫雪麗 徐鐵兵 王圣 潘超 國電環境保護研究院 河北省環境科學研究院

本文以華東地區某電廠2臺300MW燃煤機組脫硝技改工程為實例，結合機組現狀選擇合適的脫硝改造方案，并在此基礎上進行技術及經濟分析。

1 鍋爐現狀

該電廠2×300MW機組鍋爐為亞臨界壓力一次中間再熱控制循環汽包爐，2005年建成時已預留了煙氣脫硝空間。

（1）燃燒系統

鍋爐為單爐膛四角布置的擺動式直流燃燒器切圓燃燒方式，采用5臺中速磨煤機直吹式送粉系統，5層一次風噴嘴布置，其中3層運行帶最大連續蒸發量(B-MCR)，并布置3層點火油槍，最下層設有等離子點火系統。油燃燒器的總輸入熱量按30%B-MCR設計，采用2級點火。采用四角切向布置的全擺動燃燒器，燃燒器能長期運行，擺動裝置靈活可靠。在熱態運行中，一、二次風噴口均可上下擺動，最大擺角約±30°，以滿足再熱汽溫調節要求。

最上排燃燒器噴口中心線標高26160mm，距分隔屏屏底距離19660mm，最下排燃燒器噴口中心標高20050mm，至冷灰斗轉角距離為4520mm，每角燃燒器風箱中設有3層啟動及助燃油槍。

（2）煙氣NOx排放現狀

按設計煤種單臺機組煙氣量為100.3萬Nm3（干基），根據目前電廠的監測記錄，氮氧化物排放濃度約600mg/m3，該數據作為后面經濟分析的原始濃度。

2 改造目標

《火電廠大氣污染物排放標準》要求，新建機組以及2003年12月31日以后通過建設項目環境影響評價報告書審批的現有機組執行100mg/m3的標準限值，因此本次改造的目標就是要將NOx排放濃度降低到100mg/m3以下。

3 技術分析與篩選

3.1 低氮燃燒技術比較與選擇

2010年環保部頒布《火電廠氮氧化物防治技術政策》明確指出我國火電行業氮氧化物防治技術路線：低氮燃燒技術應作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術，當采用低氮燃燒技術后，氮氧化物排放濃度不達標或不滿足總量控制要求時，應建設煙氣脫硝設施。因此，無論是新建還是舊機組，在進行脫硝方案設計時均應首先考慮低氮燃燒技術。下面結合該項目情況，對目前主流的4種低氮燃燒技術進行綜合分析比較。

（1）煙氣再循環

煙氣再循環雖然能降低NOx的生成，但實施起來并不容易。因為需要一臺大型風機抽吸空氣預熱器出口的煙氣，煙道尺寸也很大，現場往往不好布置。煙氣中粉塵濃度很高，風機磨損嚴重。因此，煙氣再循環一般用于燃油、燃氣裝置，或者小型的液態排渣爐、窯爐等。煤粉鍋爐進行煙氣再循環，還會造成飛灰含碳量的增加、鍋爐結焦加重、燃燒不穩定等。

（2）空氣分級燃燒

本工程鍋爐本身是已經實施了空氣分級燃燒的電廠鍋爐，進一步改造成完整的空氣分級燃燒會有很多問題。由于要大規模改造，原來的空氣分級將失去作用，而改造也存在達不到理想脫硝率的風險。另外，空氣分級還會使主燃燒區形成很強的還原性氣氛，導致鍋爐結渣和腐蝕加重。空氣分級燃燒改造也會使改造和燃燒調整的工作量大大增加。

（3）燃料分級燃燒

由于該電廠鍋爐是直吹式燃料系統，該燃料分級燃燒的難度是很大的，只能增加磨煤機，風系統也要有很大改動，因此，改造工程很復雜。該鍋爐能否改成燃料分級，還需要進行理論和模型的模擬計算與試驗。即便能改造，燃料分級所帶來的問題也很多，主要有還原區的結渣和腐蝕加重，燃盡區燃燒不完全，造成鍋爐尾部煙溫升高，飛灰含碳量上升，鍋爐燃燒效率降低等。鍋爐燃燒效率降低0.8%～1%是普遍的，還有可能影響飛灰的利用。

（4）低氮燃燒器（LNB）

由于低NOx燃燒器綜合了煙氣再循環、空氣分級、燃料分級等技術，因此脫硝效果是最為顯著的，很容易取得30%～50%的脫硝率，大多數煙煤鍋爐的NOx排放濃度在500mg/Nm3左右。對于煙煤四角燃燒鍋爐，一般能保證400mg/Nm3以下。用低NOx燃燒器改造舊機組，也是燃燒控制NOx生成的首選。主要原因是：

①NOx排放濃度降低顯著。一般能降低30%～50%的NOx排放。因此，通常將低NOx燃燒器作為脫硝的前置控制手段，配合選擇性非催化還原技術脫硝，就可以以較小的投資和運行成本，得到很高的脫硝率，可以輕易滿足最嚴格的環保要求。

②改造工程量小。由于燃燒器是獨立設備，更換所帶來的工程量比較小。由于鍋爐系統改造少，對鍋爐可能的負面影響也很小，而且沒有場地要求，因而容易實施。

③便于項目操作。低NOx燃燒器是成熟的系列化產品，制造商也很多，其改造指標的可信度比較高，也容易達到性能保證要求。招標過程中，便于各廠商的技術比較，因此，低NOx燃燒器改造項目操作比較簡單，風險比較小。

綜上所述，經比較分析，本項目可行的方案為采用低氮燃燒器改造進行前置控制手段。該電廠#4、#5鍋爐在對原燃燒器進行改進時，將采用原有的四角切圓燃燒方式，且不能降低鍋爐熱效率。以采用煙臺龍源電力技術股份有限公司的低NOx燃燒器方案進行經濟技術分析，脫硝效率取40%。

3.2 煙氣脫硝技術比較與選擇

采用目前先進的低氮燃燒技術，只可以將NOx濃度降低到300～350mg/m3，還需要安裝爐膛外煙氣脫硝技術，可選方案有選擇性非催化還原技術（SNCR）和選擇性催化還原技術（SCR）。SNCR技術脫硝效率只有40%左右，不能滿足要求。SCR和SNCR-SCR技術效率可達80%左右，能夠滿足要求。但SNCR脫硝技術對溫度窗口要求十分嚴格，對機組負荷變化適應性差，對供煤煤質多變、機組負荷變動頻繁的電廠，應用受限。因此，為達到小于100mg/m3該電廠選擇SCR技術，脫硝效率取80%。

因該電廠2×300MW機組建設時均預留了煙氣脫硝場地，由于使用尿素作為還原劑能量消耗較大，系統設備投資和還原劑成本較高，且該電廠貯存液氨的場地滿足國家相關的安全標準、規范要求，因此優先選擇液氨作為還原劑。

綜上所述，本工程可行的低氮燃燒改造技術為低氮燃燒器改造，脫硝效率設計為40%，可以將鍋爐氮氧化物濃度降低到360mg/m3，但仍不能滿足標準要求。為了進一步降低濃度，達到100mg/m3的要求，從脫硝效率考慮，本脫硝改造工程最佳技術路線為LNB（40%）+SCR（80%）。

4 經濟性分析

4.1 評價方法

脫硝經濟分析一般從投資與年運行費用兩方面來考慮。首先對工藝設計進行設備投資計算和物料衡算，然后在此基礎上加以分析。本文脫硝費用計算方法如下：

（1）初投資（F0）

脫硝工程初投資主要由4項費用組成：工程建設費、不可預見費、工程設計費和其他雜項費用。對初始投資影響最大的因素是機組容量、改造方案設計的工程量和供貨量。

計算時可采用均化投資的概念，即將初投資在使用壽命期內均攤，而每年的脫硝費用為年均化投資與年運行費用之和。年均化投資的計算公式如下：

其中：F－年均化投資（元）；

F0－初始投資（元）；

α－年均化系數；

i－貼現率；

n－脫硝裝置使用年限。

（2）運行/維護費用（Y）

運行/維護費用包括：①原材料費用，主要有還原劑（液氨或氨水、尿素等）、催化劑、水、電、蒸汽、壓縮空氣、氮氣等；②勞動費用，即工人和管理人員的工資；③維護費用，即年修和大修費。對運行費用影響最大的因素是煙氣中NOx濃度、煙氣量。

（3）脫硝成本

脫硝成本一般用2個指標來衡量，一是脫除1t NOx的費用（C）；二是每度電增加的成本（K）。

年脫硝成本計算公示如下：

其中：F′－年脫硝成本（元）；

C－脫除1tNOx的費用（元/kg）；

K－每度電的增加成本（元/kWh）；

W－年脫除NOx的量（kg）；

E－年發電總量（kWh）。

4.2 脫硝成本計算

（1）低氮燃燒器改造成本分析與計算

本工程兩臺機組進行低氮燃燒器改造所需要初始投資約3000萬元，其中低氮燃燒器等供貨費用約2500萬元，其他拆除、改造、安裝費用約500萬元。按照上述經濟評價方法計算低氮燃燒器改造減排成本所需的參數見表1。低氮燃燒器運行幾乎不需要運行費用，計入計算的運行費用為維護費用。考慮初始投資均化，不計利息的情況下，計算獲得本項目低氮燃燒器改造工程單位電量增加成本為0.0012元/kWh，單位NOx脫硝成本為1.48元/kg。

表1 低氮燃燒器改造計算脫硝成本參數一覽表

（2）SCR脫硝技術改造成本分析與計算

本工程兩臺機組在進行SCR改造（80%脫硝效率）所需要初始投資約12000萬元，其中主要供貨設備費用約10000萬元，其他工作量費用約2000萬元。

按照上述評價方法計算SCR改造脫硝（80%脫硝效率）成本所需的參數見表2。SCR運行需要的費用包括液氨消耗、催化劑更新、電耗、人工、設備維修等，其中液氨消耗和催化劑更新費用分別約占31%和47%。考慮初始投資均化，不計利息的情況下，計算獲得SCR改造工程（80%脫硝效率）單位電量增加成本為0.011元/kWh，單位NOx脫硝成本為11.28元/kg。

表2 SCR改造計算脫硝成本參數一覽表（80%效率）

4.3 綜合成本分析

考慮到煤種的波動變化和其他因素，導致氮氧化物濃度上升，脫除率要有一定的裕度，綜合考慮初始投資、運行費用等因素，年脫硝成本是運行與投資的綜合反映。本工程采用LNB（40%）+SCR（80%）脫硝方案，能夠將煙氣出口濃度降低到72mg/Nm3，所需的初始投資約1.5億元，運行維護費用約2210萬元/年，單位電量增加成本為0.012元/kWh，單位NOx脫硝成本為12.76元/kg。本文計算時未考慮利息，如考慮利息，脫硝改造成本更高。